石碧薇 郭宁辉 许晓 王庆涛
（国网河北省电力有限公司石家庄供电分公司 河北石家庄 050000）
摘要：油中溶解气体分析是电力油浸式设备早期潜伏性故障检测及诊断的主要方法。通过溶解气体含量、变化速率以及不同种气体含量间的比值可以有效评估设备运行情况。本文介绍了一起电流互感器油中溶解气体单氢超标的缺陷，并对其原因进行了分析。
关键词：电流互感器；油中溶解气体分析；单氢超标；比值；潜伏性故障
引言
变电设备经过长期运行或内部异常放电，内部的绝缘油就会分解、挥发，产生 H2（氢气）、CH4（甲烷）、C2H4（乙烯）、C2H6（乙烷）、C2H2（乙炔）、CO（一氧化碳）、CO2（二氧化碳）等气体，这些气体的浓度达到一定量时，会出现变电设备内绝缘事故，甚至引发变电站全停重大事故。油中溶解气体分析是诊断变电设备潜伏性故障比较有效的方法，特别是对过热性、电弧性和绝缘破坏性故障，不管故障发生在什么部位，都能很好的反映出来。对充油设备的故障进行诊断和预测非常有意义[1]。
1 油浸电流互感器
电流互感器是重要的电气一次设备，担负着为系统提供计量和继电保护所需信号的重要任务。目前，在电网中大量应用的是电容式电流互感器，因其设计结构、制造工艺及运行维护水平原因造成设备内部放电故障甚至事故的情况时有发生。通常220 kV 及以下电压等级主要使用油浸式电流互感器，因此当设备发生故障时液体绝缘介质可能会引发设备爆炸起火，严重危害电网运行安全[2]。
油浸式电流互感器的耐热性能较差，导致易老化、易燃，此外还有密封性低的缺点，因此容易出现以下故障：
（1）过热故障
（2）放电故障
（3）受潮
2 故障情况
2017年5月，在对某220kV变电站进行油色谱跟踪检测时发现，某110kV电流互感器油中溶解气体氢气含量为2353ul/l，远超规程注意值300ul/l。测试数据及历史数据如下：
该CT自投运以来一直按正常例行试验周期进行，开展带电检测后以相对介损及电容量代替例行停电试验，历次试验数据正常，随后每年进行带电检测替代停电试验，此前也从未发生过类似缺陷。
因怀疑该相电流互感器内部可能存在绝缘缺陷，耐压试验可能会对其造成二次损伤而影响对其原始故障原因分析，因此，为正确判断故障原因试品开展以下试验：
（1）带电测试分析
对其进行了带电相对介损及电容量测试，从2009至2016年4月，该CT相对介损及电容量，均无明显变化，2017年5月15日带电试验数据与历次比较，相对介损由2016年的0.22%增加为现在的0.47%，介损增加显著，接近《电力设备带电检测技术规范》（试行）中0.3%的注意值，电容量无明显变化。近3年测试数据如下：
3 故障原因分析
综合油色谱试验、带电测试及停电诊断试验数据分析，该CT可能存在局部放电的现象，导致油裂解产生大量氢气及甲烷，这种放电短期内并不影响设备正常运行，但长期存在致使故障区附近绝缘油加速老化，导致电气参数发生变化。
4 结论及建议
油中色谱气体分析是反映充油类设备故障最为灵敏和有效的检测手段，具有较为准确的预警性。针对互感器、套管等少油设备，气体大量增长会导致这类设备发生爆炸事故，因此内部气体本身也需引起注意[3]。
参考文献：
[1]刘辉.变压器油中溶解气体的分析与故障诊断研究[M]，武汉：武汉大学，2004
[2]何清，等.一起220kV油浸式电流互感器故障分析[J]，电力电容器与无功补偿，2018，6（39）：111-115
[3]罗慧玲.通过绝缘油中氢气含量判定设备故障的应用分析[J]，电力讯息，2017，10：226-227
论文作者:石碧薇,郭宁辉,许晓,王庆涛
论文发表刊物:《河南电力》2018年15期
论文发表时间:2019/1/22
标签：故障论文; 气体论文; 设备论文; 电流互感器论文; 氢气论文; 潜伏性论文; 对其论文; 《河南电力》2018年15期论文;